Поглощение – это потеря некоторого объёма бурового или тампонажного рас- творов вследствие их фильтрации из ствола скважины в пласт. Поглощение является одним из наиболее распространённых видов осложнений.
Поглощающие пласты обычно представлены несвязными, мелкопористыми, пористыми (песчаными и крупнообломочными), закарстованными и трещиноватыми породами. Наиболее интенсивные поглощения отмечаются чаще всего в крупнообло- мочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания не- связных и кавернозных пород обычно не превышает 300 м, трещиноватые же породы встречаются на любой глубине. С ростом глубины залегания пород раскрытие и гу- стота трещин обычно снижается. С увеличением мощности пласта расстояние между трещинами растёт. При увеличении прочности пород густота трещин уменьшается.
В районах с растворимыми породами (карбонатные, сульфатные, хлориды) возможно вскрытие каверн, пещер, а также провалы бурильного инструмента, что связано с карстами. Закарстованность пород обычно затухает с глубиной. Очень часто поглощения встречаются в зонах с АНПД.
Таким образом, поглощение и его интенсивность зависят от пористости и проницаемости пласта. При этом различают открытую (естественную) и закрытую пористость.
Открытая пористость обусловлена естественными горно-геологическими усло- виями. При этом поглощение жидкости происходит при следующем условии:
Рпл. < Рг.ст. + Рг.д. < Рг.р., (2.1)
где Рпл . – пластовое давление,Па;
Рг.ст. – гидростатическое давление, Па; Рг.д. – гидродинамическое давление, Па; Рг.р. – давление гидроразрыва, Па.
Горное давление можно определить по формуле (1.12), пластовое – (1.13), гид- роразрыва – (1.16).
Закрытая пористость обусловлена гидроразрывом пласта и формированием трещин искусственным способом в результате увеличения гидродинамического дав- ления в скважине, то есть по причинам, обусловленным деятельностью человека. При этом поглощение происходит при следующем условии:
Рг.ст. + Рг.д.>Рг.р.. (2.2)
Гидродинамическое давление зависит от вида выполняемых технологических операций:
1) при запуске бурового насоса без применения дроссельно-запорногоустройства:
Рг.д. = Рпуск. = 4 ×q× Н.
D - dт
2) при спуске бурильной или обсаднойколонны:
(2.3)
Р = Р =
4 ×m× Н × V
. (2.4)
г. д.
СПО é 2 1 ù
r ×êë(1- R)×ln R -(1- R)úû
3) при течении жидкости по затрубномупространству:
Рг.д.=Рк.п., (2.5)
где θ – статическое напряжение сдвига, Па; Н – глубина поглощающего пласта, м; D – диаметр скважины,м;
dт – наружный диаметр труб, м;
μ–динамическаявязкость,Па · с; V –скоростьспускаколонны,м/с; r – радиус скважины,м;
R – отношение диаметра труб к диаметру скважины в зоне поглощения (R = dт/D);
Рпуск. – пусковое давление бурового насоса, МПа;
Рспо – давление, возникающее при спуске инструмента в скважину, МПа;
Рк.п. – потери давления в кольцевом пространстве, определяемые по известным формулам гидравлики, МПа.
По интенсивности поглощения разделяются на частичные (без потери цирку-ляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень бурового раствора находится уустья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня буровогораствора в скважине ниже устья).
В настоящее время нет единойи общепризнанной классификации интервалов по- глощений, которая могла бы стать общей базой для выбора рациональных способов и средств ликвидации поглощений. Существующие же на сегодняшний день классифика- ции поглощений основываются на опыте проводки скважин на площадях и месторожде- ниях, расположенных в различных районах бурения. Например, в таблицах 2.1-2.3 представлены некоторые из существующих классификаций поглощений и рекоменду- емые мероприятия по их профилактике и ликвидации.
Таблица 2.1 – Классификация поглощающих горизонтов по УфНИИ
| Коэффициент удельной установившейся продук- тивности (удельное поглощение) q 1, л/(с·м2) при Δр – 1 кгс/см2 | Способ ликвидации поглощения | Объём смеси на 1 м2 начальной поверхности фильтрации, л/м2 |
| ≤ 0,3 | Переход на глинистый раствор. | - |
| 0,3-1,0 | Заливка зоны поглощения цементным, гипсовым | 50-100 |
| раствором. | ||
| 1-5 | Заливка зоны поглощения гипсовым, цементным | 100-500 |
| раствором максимально возможной консистенции. | ||
| 5-10 | Заливка зоны поглощения густыми облегчённы- | 100-1 000 |
| ми перлит-гипсовыми, перлит-цементными сме- | ||
| сями с волокнистыми наполнителями типа | ||
| кордного волокна. | ||
| > 10 | То же | > 1 000 |
Таблица 2.2 – Классификация поглощений, методы профилактики и ликвидации поглощений промывочной жидкости (Б. Б. Кудряшов, А. М. Яковлев)
| Группа поглощения | Поглощение | Мероприятия | |
| удельные потери раствора, м3/ч | % от подачи насоса | ||
| < 0,1 | Умеренное < 5 | Замена воды глинистым раствором, закачивание воды (раствора) в скважину до восстановления циркуляции. | |
| 0,1-0,2 | Частичное 5-30 | Регулирование свойств раствора (снижение плотности, повышение динамической вязкости, увеличение водо- отдачи); ограничение скорости спуска бурового ин- струмента, плавное восстановление циркуляции после остановки промывки; ограничение предельного СНС; применение растворов с недиспергированной твёрдой фазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов, применение сжатого воздуха, пен. | |
| 0,2-0,3 | Среднее 30-60 | Применение растворов с повышенными структурными свойствами, высокой водоотдачей, недиспергирован- ной твёрдой фазой, аэрированных с наполнителями; задавливание СБС; применение сжатого воздуха, пен, эжекторных и эрлифтных снарядов. | |
| 0,3-0,4 | Полное 60-100 | Применение растворов с наполнителями, закачивание гипсовых и цементно-гипсовых растворов, использо- вание различных паст, БСС, затирка БСС в стенки скважины. | |
| > 0,4 | Полное и катастро- фическое > 100 | Задавливание различных паст, БСС с наполнителями и без них; тампонирование, задавливание и затирка сме- сей различных вяжущих материалов, доставляемых в зону поглощения в разрушаемых капсулах; смолиза- ция; битумизация, торпедирование; замораживание; намывание песка; установка в скважине специальных эластичных оболочек (сетчатых или тканевых) с по- следующим цементированием; установка труб «впо- тай», обход осложнённой зоны новым стволом скважины; бурение скважины без выхода промывоч- ной жидкости на поверхность и др. |
Основными признаками поглощения являются:
1. Уменьшение объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях прибурении.
2. Расход вытекающего на устье бурового раствора меньше закачиваемого в скважину.
3. Увеличение скорости бурения (обусловлено снижением Рг.ст в скважине при падении уровняраствора).
4. Провалы инструмента при бурении (обусловлено закарстованностью пород, наличием трещин ипещер).
5. Снижение уровня бурового раствора в скважине в«покое».
6. Снижение давления в скважине за счёт снижения гидравлических сопротив- лений взатрубье.
Таблица 2.3 – Классификация зон поглощения по ТатНИИ
| Кате- гория сква- жин | Удельное погло- щение, м3 / ч м | Рекомендации по ликвидации поглощения | Расход тампони- рующего материала, кг/м | Количество тампонажей |
| ≤ 1 | Возможна замена промывки забоя | 6-8 | 1-2 Если после 3-4 за- ливок интенсив- ность поглощения не снижается, то рекомендуется по- глощающие пласты перекрывать об- садной колонной. 1-2 Если после 3-4 за- ливок интенсив- ность поглощения не снижается, то рекомендуется по- глощающие пласты перекрывать об- садной колонной. | |
| естественными суспензиями на про- | 10-12 | |||
| мывку буровым раствором удельного веса 1,12 ÷ 1,28 г/см3 без проведения | 28-35 | |||
| изоляционных работ. | ||||
| 1-3 | Применять быстросхватывающиеся | |||
| гипсоцементные, полимергипсовые | ||||
| смеси или раствор тампонажного це- | ||||
| мента с добавлением 5 ÷ 8% хлористо- | ||||
| го кальция от веса цемента или другие | ||||
| 3-6 7-10 | ускорители. То же. Снизить удельное поглощение до 3 ÷5 намывом наполнителей в зонупогло- | 6-8 10-12 28-35 | ||
| щения. Изоляция производится суста- | ||||
| новкой пакера над зоной поглощения | ||||
| на 30 ÷ 50 м. Применяются гипсоце- | ||||
| ментные смеси (50% цемента и 50% | ||||
| гипса с замедлителем сроков схваты- | ||||
| вания); полимергипсовые смеси; на | ||||
| основе полимерных материалов; | ||||
| смесь, состоящая из равных объёмов | ||||
| гипана и минерализованного глини- | ||||
| стого раствора (10 ÷ 15% СаСl2) с до- | ||||
| бавлением наполнителей; смеси на | ||||
| основе тампонажного цемента с до- | ||||
| бавлением 6-8% хлористого кальция, а | ||||
| также соляроцементобенто-нитовыеи | ||||
| солярогипсобентонитовые смеси. | ||||
| > 10 | Снизить интенсивность поглощения до 5 ÷ 6 намывом наполнителейслю- | |||
| да-чешуйка, ветошь, кордное волокно, | ||||
| опилки, песок и др. Целесообразно | ||||
| применять при намыве одновременно | ||||
| волокнистые, хлопьевидные и грану- | ||||
| лярные наполнители, БСС. |
В случае обнаружения поглощения необходимо определить его причину и место. Буровой раствор может перетекать в трещины, образующиеся вследствие чрезмерных давлений, создаваемых промывочной жидкостью, в естественные открытые трещины или в большие полости, обладающие структурной прочностью. Значительный объём инфор- мации часто может дать анализ ситуации. Например, если поглощение происходит при бурении в зоне с нормальным пластовым давлением без изменения плотности раствора, наиболее вероятной его причиной является полость, которую только что вскрыло долото. Если поглощение возникает во время спуска колонны, вполне можно допустить, что пере- ходной импульс давления вызвал образованиетрещины.
Полезную информацию можно также получить в ходе наблюдения за уровнем жидкости после остановки насоса. При перетоке раствора в каверны, пласты с высо- кой пористостью, расклиненные трещины и другие пустоты, уровень раствора в кольцевом пространстве снижается до тех пор, пока гидростатическое давление не станет равным пластовому. Представление о размере пустот можно получить путём измерения скорости, с которой снижается уровень раствора. Эта скорость может быть очень высокой (10 и более м/мин.). В этом случае определяют установившийся стати- ческий уровень и через бурильные трубы, спущенные к зоне поглощения, производят кратковременные закачки раствора и замеряют динамический уровень. Если динами- ческий уровень в скважине остается в пределах статического или превышение соста- ляет не более 5 м, поглощение сразу может быть отнесено к разряду катастрофических. Если после отключения насоса уровень раствора в скважине не снижается, то это означает, что поглощение вызвано незначительным повышением забойного давления из-за гидродинамических потерь давления в кольцевом простран- стве. Когда насосы останавливают, трещина смыкается и твёрдая фаза раствора пере- крывает отверстия. Временные поглощения такого рода лучше всего устранять регулированием свойств буровых растворов и режима промывки, а не применением материалов для борьбы с поглощением.
При любой интенсивности поглощения, если уровень в скважине падает после остановки насоса, в первую очередь необходимо определить плотность бурового рас- твора, при которой можно поддерживать циркуляцию.
Уменьшение плотности бурового раствора производят по следующей методике.
1. С низкой скоростью, регистрируя объём жидкости, закачать в кольцевое пространство воду до заполнения скважины доустья.
2. Рассчитать высоту добавленного столба воды поформуле:
Н = Vв,
в С
(2.6)
а
где Нв – высота столба воды,м;
Vв – объём закачанной воды, м3;
Са – удельная вместимость затрубного пространства, м3/м.
3. Расчётная плотность бурового раствора, при которой может поддерживаться циркуляция:
r=r+éë Нв ×(1-r1)ùû-r, (2.7)
|
с
где ρ – требуемая плотность бурового раствора, г/см3; ρ1 – плотность используемого раствора,г/см3;
ρ2 – компенсирующая плотность, учитывающая дополнительный перепад дав- ления на поглощающий пласт за счёт потерь давления в кольцевом пространстве при циркуляции (0,02 ÷ 0,03), г/см3;
Нс – глубина скважины, м.
4. Приподнять долото до башмака обсадной колонны. Заполнить скважину рас- твором требуемой для циркуляции плотностью, удаляя из выходящего потока зака- чанную в затрубьеводу.
5. После достижения циркуляции постепенно с промежуточными промывками опустить колонну до забоя, выровнять параметры раствора и продолжить углубление скважины. Если, несмотря на снижение плотности раствора, поглощение сохраняется, то необходимо использовать наполнители и тампонажныесмеси.